RU2649204C1 - Method for drilling-in at controlled drawdown - Google Patents

Method for drilling-in at controlled drawdown Download PDF

Info

Publication number
RU2649204C1
RU2649204C1 RU2017112888A RU2017112888A RU2649204C1 RU 2649204 C1 RU2649204 C1 RU 2649204C1 RU 2017112888 A RU2017112888 A RU 2017112888A RU 2017112888 A RU2017112888 A RU 2017112888A RU 2649204 C1 RU2649204 C1 RU 2649204C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
drilling
well
flow rate
wells
wellhead
Prior art date
Application number
RU2017112888A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Николай Иванович Васильев
Юрий Павлович Арестенко
Инна Олеговна Орлова
Елена Николаевна Даценко
Наталья Николаевна Авакимян
Original Assignee
Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Кубанский государственный технологический университет" (ФГБОУ ВО "КубГТУ")
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Кубанский государственный технологический университет" (ФГБОУ ВО "КубГТУ") filed Critical Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Кубанский государственный технологический университет" (ФГБОУ ВО "КубГТУ")
Priority to RU2017112888A priority Critical patent/RU2649204C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2649204C1 publication Critical patent/RU2649204C1/en

Links

Images

Classifications

    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B21/00—Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor
    • E21B21/08—Controlling or monitoring pressure or flow of drilling fluid, e.g. automatic filling of boreholes, automatic control of bottom pressure

Abstract

FIELD: oil and gas industry.
SUBSTANCE: invention relates to oil and gas industry, and in particular to drilling of oil wells. Method comprises lowering a drill pipe string with a drilling bit into the well, a wellhead banding, flushing a borehole, and feeding washing liquid to the drilling bit when drilling, carrying out of researches on establishment of drilling modes, establishment of an optimum charge of a washing liquid according to the schedule. For the plotting of the data from neighboring wells, the average productivity coefficient is determined, and dependence of the wellhead pressure on the bottom-hole pressure on several modes of the same wells is established. Optimum drilling mode is selected according to the graphs of these dependencies at the point of intersection of the flow characteristic of the reservoir with the flow characteristic of the well, and drilling is performed by controlling the wellhead pressure such that the well rate is 30÷50 % of the maximum well rate of neighboring wells.
EFFECT: quality of drilling-in is increased, the bottom hole colmatation is prevented, its initial permeability is maintained.
1 cl, 2 dwg

Description

Изобретение относится к области нефтяной и газовой промышленности и, в частности, к бурению нефтяных скважин.The invention relates to the field of oil and gas industry and, in particular, to the drilling of oil wells.

Известен способ вскрытия газоносного пласта бурением (Патент RU 2148698, Е21В 21/08, опубликованный 20.06.05 г.), включающий расчет минимальной плотности промывочной жидкости в начальный момент вскрытия и проведение вскрытия пласта на промывочной жидкости, обеспечивающей минимальную расчетную плотность.A known method of drilling a gas-bearing formation (Patent RU 2148698, ЕВВ 21/08, published on 06/20/05), including calculating the minimum density of the flushing fluid at the initial opening moment and conducting the autopsy of the reservoir on the flushing fluid, ensuring a minimum design density.

Недостатком указанного способа является невозможность оперативного реагирования на изменение пластового давления регулированием забойного, т.к. изменение плотности промывочной жидкости требует затрат времени, а чрезмерное утяжеление бурового раствора может привести к возникновению аварийной ситуации.The disadvantage of this method is the inability to quickly respond to changes in reservoir pressure by adjusting the bottomhole, because changing the density of the flushing fluid is time-consuming, and excessive weighting of the drilling fluid can lead to an emergency.

Известен способ бурения скважины на депрессии (Патент RU 2287660, Е21В 21/14, опубликованный 20.11.2006 г.), включающий применение аэрированной промывочной жидкости, бурение заданного интервала без извлечения бурильной колонны, промывку скважины в режиме аэрации с расхаживанием колонны перед ее наращиванием, закачку газа и долив нефти в трубное пространство, герметизацию затрубного пространства.A known method of drilling a well in a depression (Patent RU 2287660, ЕВВ 21/14, published on November 20, 2006), including the use of aerated flushing fluid, drilling a predetermined interval without extracting the drill string, flushing the well in aeration mode with the drill string pacing before building it, gas injection and adding oil to the pipe space, sealing the annulus.

Наиболее близким по технической сущности является способ вскрытия продуктивного пласта на депрессии (патент РФ №2199646, МПК Е21В 21/00, 20.08.03). Промывают ствол скважины, подают на долото при бурении аэрированную промывочную жидкость. В стволе скважины проводят исследования по установлению режимов бурения на депрессии. Автономными и кабельными манометрами замеряют давления на всех режимах. Устанавливают потери давления в интервале от места установки манометра до устья скважины. По данным изменения забойного давления от расхода промывочной жидкости и газообразного агента строят график полученной зависимости. По графику устанавливают требуемый режим подачи жидкости и агента.The closest in technical essence is the method of opening the reservoir for depression (RF patent No. 2199646, IPC 21B 21/00, 08/20/03). The wellbore is washed, aerated flushing fluid is fed to the bit while drilling. In the wellbore, studies are underway to establish depression drilling regimes. Autonomous and cable gauges measure pressure in all modes. Set the pressure loss in the interval from the installation of the pressure gauge to the wellhead. According to changes in the bottomhole pressure from the flow rate of the washing liquid and the gaseous agent, a graph of the obtained dependence is built. According to the schedule, the required mode of fluid supply and agent is established.

Недостатком способа является высокая аварийность в случае несоблюдения расчетной величины депрессии, сложность реализации способа в связи со сложностью обеспечения необходимых свойств промывочной жидкости на глубине. При реализации способа часть выбуренной породы неизбежно попадает в призабойную зону пласта и создает кольматирующий эффект.The disadvantage of this method is the high accident rate in case of non-compliance with the calculated value of depression, the difficulty of implementing the method due to the difficulty of ensuring the necessary properties of the washing liquid at a depth. When implementing the method, part of the cuttings inevitably falls into the bottomhole formation zone and creates a mating effect.

Задачей способа вскрытия продуктивного пласта на депрессии является повышение качества вскрытия продуктивных пластов за счет возможности управления депрессией и дебитом, с которым продуцирует пласт.The objective of the method of opening a productive formation in depression is to improve the quality of opening of productive layers due to the ability to control the depression and flow rate with which the formation produces.

Техническим результатом предлагаемого изобретения является предотвращение кольматации призабойной зоны и сохранение ее первоначальной проницаемости.The technical result of the invention is to prevent mudding of the bottomhole zone and preservation of its initial permeability.

Технический результат достигается тем, что в способе вскрытия продуктивного пласта на управляемой депрессии, включающем спуск в скважину колонны бурильных труб с долотом, обвязку устья скважины, промывку ствола скважины и подачу на долото при бурении промывочной жидкости, проведение исследований по установлению режимов бурения, установление оптимального расхода промывочной жидкости по графику, при этом для построения графика по данным соседних скважин определяется средний коэффициент продуктивности, устанавливается зависимость устьевого давления от забойного на нескольких режимах по этим же скважинам, оптимальный режим бурения выбирается по графику этой зависимости по точке пересечения расходной характеристики пласта с расходной характеристикой скважины, и бурение осуществляют, управляя устьевым давлением, таким образом, чтобы дебит скважины составлял 30÷50% от наибольшего дебита соседних скважин.The technical result is achieved by the fact that in the method of opening a productive formation in a controlled depression, which includes lowering drill pipe string with a bit, tying the wellhead, flushing the wellbore and supplying drilling fluid with drilling bit, conducting research to establish drilling modes, establishing the optimal the flow rate of flushing fluid according to the schedule, while to build a schedule according to the data of neighboring wells, the average productivity coefficient is determined, the dependence of pressure from bottomhole in several modes for the same wells, the optimal drilling mode is selected according to the schedule of this dependence at the point of intersection of the flow rate of the formation with the flow rate of the well, and drilling is carried out by controlling wellhead pressure, so that the well production is 30 ÷ 50% from the largest flow rate of neighboring wells.

На фиг. 1 показана схема циркуляции бурового раствора при вскрытии продуктивного пласта на управляемой депрессии. Буровой раствор по бурильной колонне 1 подают в скважину глубиной Н (м). При этом забойное давление (на выходе из долота 2) P1 (МПа), давление на устье - Р2 (МПа), расход бурового раствора на входе в скважину Q0 (м3/с). В скважину спущены обсадные трубы 3. Регулировку устьевого давления можно осуществлять регулировкой штуцера 4. Подачу насоса выбирают так, чтобы обеспечить вынос породы с забоя скважины. Гидравлические сопротивления в циркуляционной системе пропорциональны квадрату расхода.In FIG. 1 shows a diagram of the circulation of the drilling fluid during the opening of the reservoir in a controlled depression. Drilling fluid through the drill string 1 is fed into the well with a depth of N (m). In this case, the bottomhole pressure (at the exit from bit 2) is P 1 (MPa), the pressure at the wellhead is P 2 (MPa), the flow rate of the drilling fluid at the well inlet is Q 0 (m 3 / s). Casing pipes were lowered into the well 3. Wellhead pressure adjustment can be carried out by adjusting the nozzle 4. The pump supply is chosen so as to ensure rock removal from the bottom of the well. The hydraulic resistances in the circulation system are proportional to the squared flow rate.

Для решения задачи вскрытия продуктивного пласта введем следующие допущения, характеризующие всю систему «скважина-пласт». Будем считать, что обсадная колонна спущена до кровли продуктивного пласта, состав и свойства бурового раствора выбраны в соответствии с геологическими условиями, гидравлические сопротивления рассчитаны по известным формулам или определены специальными экспериментами до вскрытия пласта, известны свойства пластовых флюидов. Необходимо определить расходные характеристики «пласт-забой» и «забой-штуцер», т.е.:To solve the problem of opening a reservoir, we introduce the following assumptions that characterize the entire well-reservoir system. We assume that the casing is lowered to the top of the reservoir, the composition and properties of the drilling fluid are selected in accordance with geological conditions, the hydraulic resistances are calculated according to well-known formulas or determined by special experiments before the formation is opened, and the properties of the formation fluids are known. It is necessary to determine the discharge characteristics “formation-face” and “face-fitting”, ie:

Figure 00000001
Figure 00000001

где q - дебит пласта, м3/с;where q is the production rate, m 3 / s;

P1 - забойное давление, МПа;P 1 - bottomhole pressure, MPa;

Р2 - давление на штуцере обсадной колонны, МПа.P 2 - pressure on the casing fitting, MPa.

Для определения расходных характеристик «пласт-забой» в соответствии с законом Дюпюи можно записать:To determine the discharge characteristics of the “face-bottom” in accordance with the Dupuis law, you can write:

Figure 00000002
Figure 00000002

где Рпл и P1 - пластовое и забойное давление соответственно, МПа;where R PL and P 1 - reservoir and bottomhole pressure, respectively, MPa;

q - дебит пласта, м3/с;q - formation flow rate, m 3 / s;

А - коэффициент продуктивности,

Figure 00000003
.A is the coefficient of productivity,
Figure 00000003
.

Расходные характеристики «забой-штуцер» (фиг. 1) определяются:Consumption characteristics "face-fitting" (Fig. 1) are determined:

Figure 00000004
Figure 00000004

где: P1 - забойное давление, МПаwhere: P 1 - bottomhole pressure, MPa

λ - коэффициент гидравлических сопротивлений в обсадной колонне;λ is the coefficient of hydraulic resistance in the casing;

ρ - плотность раствора, кг/м3;ρ is the density of the solution, kg / m 3 ;

Н - глубина скважины, м;N - well depth, m;

g - ускорение свободного падения, м/с2;g is the acceleration of gravity, m / s 2 ;

Q - расход бурового раствора на выходе из скважины, м3/с.Q is the flow rate of the drilling fluid at the exit from the well, m 3 / s.

Расход бурового раствора на выходе из скважины:Drilling fluid consumption at the exit from the well:

Figure 00000005
Figure 00000005

где: q - дебит пласта, м3/с;where: q - formation flow rate, m 3 / s;

Q0 - расход бурового раствора на входе в скважину, м3/с.Q 0 - the flow rate of the drilling fluid at the entrance to the well, m 3 / s

При построении расходной характеристики «забой-штуцер» получают точку пересечения расходных характеристик «забой-штуцер» и «пласт-забой» (точку М). По точке М выбирают устьевое и забойное давление и осуществляют бурение, управляя депрессией так, чтобы дебит скважин составлял 30-50% от дебита соседних скважин.When constructing the “face-choke” discharge characteristics, the intersection point of the “face-union” and “reservoir-face” discharge characteristics (point M) is obtained. At point M, the wellhead and bottomhole pressures are selected and drilling is carried out, controlling the depression so that the production rate of the wells is 30-50% of the production rate of neighboring wells.

Реализация способа иллюстрируется примером.The implementation of the method is illustrated by an example.

Разбуривается Ватинское месторождение. Продуктивный пласт вскрывают скважиной №729/88. По данным исследования соседних скважин коэффициент продуктивности равен

Figure 00000006
. Глубина разбуриваемой скважины Н=1200 м, плотность раствора ρ=1000 кг/м3, пластовое давление Рпл=20 МПа. Применяя формулу (2), строим расходную характеристику «пласт-забой» по уравнению Р1=20-16667q. Эта характеристика представлена на фиг. 2 зависимостью I.The Vatinskoye field is being drilled. The reservoir is opened by well No. 729/88. According to the study of neighboring wells, the productivity coefficient is
Figure 00000006
. The depth of the drilled well N = 1200 m, the density of the solution ρ = 1000 kg / m 3 , reservoir pressure R PL = 20 MPa. Using the formula (2), we construct the flow characteristic “formation-face” according to the equation P 1 = 20-16667q. This characteristic is shown in FIG. 2 dependence I.

При определении потерь давления λQ2H необходимо определить Q0, поскольку Q определяется по формуле (4). В соответствии с рекомендациями скорость восходящего потока ν для выноса выбуренной породы должна быть порядка 2 м/с. Определяем Q0 по следующей формуле:When determining the pressure loss λQ 2 H, it is necessary to determine Q 0 , since Q is determined by the formula (4). In accordance with the recommendations, the upward velocity ν for the removal of cuttings should be about 2 m / s. Determine Q 0 according to the following formula:

Figure 00000007
Figure 00000007

где ν - скорость восходящего потока, м/с;where ν is the velocity of the upward flow, m / s;

rc - радиус скважины, м.r c - well radius, m

Тогда

Figure 00000008
.Then
Figure 00000008
.

Для определения расходных характеристик «забой-штуцер» в уравнение (3) подставляем численные значения.To determine the flow characteristics of the “bottom-fitting" in the equation (3) we substitute the numerical values.

В формуле (3): ρ⋅g⋅Н=1000⋅9,8⋅1200=11,76 МПа.In the formula (3): ρ⋅g⋅Н = 1000⋅9.8⋅1200 = 11.76 MPa.

Величина Q представляется по формуле (4) в виде суммы расхода на входе в скважину Q0 и дебита пласта q:The value of Q is represented by the formula (4) as the sum of the flow rate at the entrance to the well Q 0 and the flow rate q:

Figure 00000009
Figure 00000009

Величина дебита пласта много меньше расхода на входе в скважину (q<<Q0), поэтому

Figure 00000010
и величиной q2 можно пренебречь. Следовательно:The flow rate of the formation is much less than the flow rate at the entrance to the well (q << Q 0 ), therefore
Figure 00000010
and q 2 can be neglected. Hence:

Figure 00000011
Figure 00000011

Определяем: Q2=(0,0628)2+2⋅0,0628⋅q.We determine: Q 2 = (0.0628) 2 + 2⋅0.0628⋅q.

В формуле (3) величина коэффициента гидравлических сопротивлений принята для шероховатых труб:

Figure 00000012
, следовательно: λ⋅Q2⋅Н=0,0421⋅[(0,0628)2+2⋅0,0628⋅q]⋅1200=0,2+6,3⋅q [МПа], причем наибольший средний дебит соседних скважин q=0÷0,0012 м3/с. Окончательно получаем:In the formula (3), the value of the hydraulic resistance coefficient is adopted for rough pipes:
Figure 00000012
therefore: λ⋅Q 2 ⋅Н = 0.0421⋅ [(0.0628) 2 + 2⋅0.0628⋅q] ⋅1200 = 0.2 + 6.3⋅q [MPa], with the highest average flow rate neighboring wells q = 0 ÷ 0.0012 m 3 / s. Finally we get:

Figure 00000013
Figure 00000013

Теперь, задаваясь значениями P1, из соотношения (8) определяем расходные характеристики «забой-штуцер» при q=0,0012 л/с. При P1=17,5 МПа из (7) получаем Р2=5,5 МПа, при P1=15 МПа, Р2=3,0 МПа и т.д. Эти характеристики представлены на фиг. 2 в виде зависимостей II.Now, given the values of P 1 , from the relation (8) we determine the discharge characteristics “bottom-fitting” at q = 0.0012 l / s. With P 1 = 17.5 MPa, from (7) we obtain P 2 = 5.5 MPa, with P 1 = 15 MPa, P 2 = 3.0 MPa, etc. These characteristics are shown in FIG. 2 as dependencies II.

Точки пересечения расходных характеристик «пласт-забой» и «забой-штуцер» фиг. 2 представляют собой режимы устойчивой работы скважины. Примерно в районе дебита пласта (0,4-0,5)⋅10-3 м3/с, что составит 30-50 % от дебита соседних скважин, получили некоторую точку М. По точке М выбирают забойное давление P1 и Р2=5 МПа, расход раствора на выходе из скважины составляет 63,2 л/с.The intersection points of the flow-face-and-face-discharge flow characteristics of FIG. 2 are modes of stable well operation. Approximately in the area of formation flow rate (0.4-0.5) ⋅ 10 -3 m 3 / s, which will be 30-50% of the production rate of neighboring wells, we got a certain point M. At point M, the bottomhole pressure P 1 and P 2 = 5 MPa, the flow rate of the solution at the exit from the well is 63.2 l / s.

Если расход на выходе из скважины смещается в точку В, то необходимо приоткрыть штуцер так, чтобы забойное давление снизилось и дебит увеличился до 0,4⋅10-3 м3/с (Q изменить с 63 до 63,2 л/с). Если точка смещается в сторону С, то штуцер на устье скважины необходимо прикрыть так, чтобы устьевое Р2 выросло до 5 МПа. Для реализации способа необходимо устье скважины оборудовать расходомером, манометром и регулируемым штуцером.If the flow rate at the exit from the well is shifted to point B, it is necessary to open the nozzle so that the bottomhole pressure decreases and the flow rate increases to 0.4⋅10 -3 m 3 / s (Q change from 63 to 63.2 l / s). If the point moves toward C, then the nozzle at the wellhead must be covered so that the wellhead P 2 grows to 5 MPa. To implement the method, it is necessary to equip the wellhead with a flow meter, a manometer and an adjustable fitting.

Claims (1)

Способ вскрытия продуктивного пласта на управляемой депрессии, включающий спуск в скважину колонны бурильных труб с долотом, обвязку устья скважины, промывку ствола скважины и подачу на долото при бурении промывочной жидкости, проведение исследований по установлению режимов бурения, установление оптимального расхода промывочной жидкости по графику, отличающийся тем, что для построения графика по данным соседних скважин определяется средний коэффициент продуктивности, устанавливается зависимость устьевого давления от забойного на нескольких режимах по этим же скважинам, а оптимальный режим бурения выбирается по графикам этих зависимостей по точке пересечения расходной характеристики пласта с расходной характеристикой скважины, и бурение осуществляют, управляя устьевым давлением таким образом, чтобы дебит скважины составлял 30÷50% от наибольшего дебита соседних скважин.A method of opening a productive formation in a controlled depression, including lowering drill pipe with a bit into the well, tying the wellhead, flushing the wellbore and feeding the bit when drilling drilling fluid, conducting studies to establish drilling modes, setting the optimal flow rate of drilling fluid according to a schedule that differs the fact that to plot using the data from neighboring wells, the average productivity coefficient is determined, the wellhead pressure depends on the bottomhole pressure several modes for the same wells, and the optimal drilling mode is selected according to the graphs of these dependencies at the point of intersection of the reservoir flow rate with the flow rate of the well, and drilling is carried out by controlling wellhead pressure so that the flow rate of the well is 30 ÷ 50% of the largest flow rate of neighboring wells .
RU2017112888A 2017-04-13 2017-04-13 Method for drilling-in at controlled drawdown RU2649204C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2017112888A RU2649204C1 (en) 2017-04-13 2017-04-13 Method for drilling-in at controlled drawdown

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2017112888A RU2649204C1 (en) 2017-04-13 2017-04-13 Method for drilling-in at controlled drawdown

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2649204C1 true RU2649204C1 (en) 2018-03-30

Family

ID=61867073

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2017112888A RU2649204C1 (en) 2017-04-13 2017-04-13 Method for drilling-in at controlled drawdown

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2649204C1 (en)

Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2148698C1 (en) * 1998-07-14 2000-05-10 Открытое акционерное общество "Северо-Кавказский научно-исследовательский проектный институт природных газов" Открытого акционерного общества "Газпром" Method for opening of productive gas-bearing bed by drilling
RU2199646C1 (en) * 2002-04-01 2003-02-27 Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Бурение-Пермь" Process opening productive pool with differential pressure
WO2013164478A2 (en) * 2012-05-03 2013-11-07 Managed Pressure Operations Pte. Ltd. Method of drilling a subterranean borehole
RU2540701C2 (en) * 2013-02-05 2015-02-10 Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" (ООО "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг") Productive strata opening method at drawdown
RU2565299C2 (en) * 2011-06-02 2015-10-20 Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. Drilling with pressure optimisation by continuous drilling string of lifting pipes
RU2598268C1 (en) * 2015-10-13 2016-09-20 Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт Земной коры Сибирского отделения Российской академии наук Method for initial exposing of complex cavernous-fracture of carbonate oil and gas saturated formation with horizontal shaft of long length

Patent Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2148698C1 (en) * 1998-07-14 2000-05-10 Открытое акционерное общество "Северо-Кавказский научно-исследовательский проектный институт природных газов" Открытого акционерного общества "Газпром" Method for opening of productive gas-bearing bed by drilling
RU2199646C1 (en) * 2002-04-01 2003-02-27 Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Бурение-Пермь" Process opening productive pool with differential pressure
RU2565299C2 (en) * 2011-06-02 2015-10-20 Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. Drilling with pressure optimisation by continuous drilling string of lifting pipes
WO2013164478A2 (en) * 2012-05-03 2013-11-07 Managed Pressure Operations Pte. Ltd. Method of drilling a subterranean borehole
RU2540701C2 (en) * 2013-02-05 2015-02-10 Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" (ООО "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг") Productive strata opening method at drawdown
RU2598268C1 (en) * 2015-10-13 2016-09-20 Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт Земной коры Сибирского отделения Российской академии наук Method for initial exposing of complex cavernous-fracture of carbonate oil and gas saturated formation with horizontal shaft of long length

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US8322439B2 (en) Arrangement and method for regulating bottom hole pressures when drilling deepwater offshore wells
US9328574B2 (en) Method for characterizing subsurface formations using fluid pressure response during drilling operations
EA023468B1 (en) Method for determining formation integrity and optimum drilling parameters during drilling
WO2006118920A2 (en) Systems and methods for managing downhole pressure
US20070119621A1 (en) Method and device for controlling drilling fluid pressure
EA015325B1 (en) Method for determining formation fluid entry into or drilling fluid loss from a borehole using a dynamic annular pressure control system
CN111827909A (en) Active control method and device for well bore pressure in open-circuit circulating drilling of sea area natural gas hydrate
RU2253009C1 (en) Method for concurrent-separate operation of several beds via one force well in turns
CN102791956A (en) Valve system
CN109057757B (en) Natural gas hydrate exploitation method and device
MX2013013677A (en) Gas injection while drilling.
US7044229B2 (en) Downhole valve device
WO2012140445A2 (en) Subsea wellbore construction method and apparatus
RU2188342C1 (en) Method of operation of well jet plant at testing and completion of wells, and well jet plant
CN113250617A (en) Multi-gradient pressure control drilling system
RU2649204C1 (en) Method for drilling-in at controlled drawdown
RU2539486C1 (en) Method for oil development with horizontal wells
RU2323331C1 (en) Method for stacked oil pool development with the use of simultaneous separate working agent injection
US20140190751A1 (en) Method and System for Drilling with Reduced Surface Pressure
RU2438008C1 (en) Procedure for simultaneous operation of several objects in producer and device for its implementation
RU2540701C2 (en) Productive strata opening method at drawdown
RU2544204C1 (en) Development of oil seam by horizontal wells
CN108798623B (en) Natural gas dilution gas lift process parameter optimization method
RU2577345C2 (en) Downhole pressure control method at pressure-optimised drilling
CN109403957B (en) High-pressure formation pressure acquisition method